Full Control in the Hand of the Government

Outside the company's ownership and management (operatorship) of oil and gas working areas, there is one major interest of the country, ie production from the region does not go down.

It is up to whoever manages, PT Pertamina (Persero) or operators who are mostly affiliated with foreign contractors. Another point in the extension of the termination block is that Indonesia's oil production is still fixed when the termination block is delegated to Pertamina for example. It's just Pertamina's part that grew when the termination block was handed over to the national oil company.

That is, when talking about energy, not talking about corporations, but countries. All energy wealth is owned by the state. Furthermore, the country that will decide to extend the block to the operators exist or to Pertamina. Certainly with a variety of considerations, such as production decline when there is transfer of management from the old operator to the new contractor.

So when talking about termination oil and gas blocks, there is no additional national oil production. There are only operator changes and profit sharing contract models. In fact, when going over manage block termination tends to decrease production. Moreover, Pertamina is just an operator that becomes a state tool in managing energy sources. All decisions are in the hands of the state that represents the government such as the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM).

The ESDM Ministry noted that the new contract process for six oil and gas blocks by 2020 is already in the valuation stage. The majority of operators exist still intend to continue management in the six blocks. The six oil and gas blocks to be terminated in 2020 are South Block J Block, Brantas, Bird's Head, Makassar Strait, Malacca Strait, and Onshore Salawati Basin. The Ministry of Energy and Mineral Resources will finalize the decision of the sixth minister of the oil and gas block in the first week of June 2018.

PT Pertamina Hulu Energi submitted a proposal to two oil and gas blocks, namely Bird's Head and Onshore Salawati Basin. Later, the two oil and gas blocks will be united into one working area. Pertamina Hulu Energi (PHE) President Director, Gunung Sardjono Hadi, admitted that the company proposed a new contract on the Bird's Head Block and Salawati with a scheme to be one.

"Because it would be more economical management by being made one," he said.

JOINED

In line with Mount Sardjono, Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Djoko Siswanto also mentioned that there is a great possibility that Salawati and Bird's Head are combined.

"Because the two working areas are close together, but we will study more deeply. Is it better to be merged or fixed individually, "he said.

Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, the Bird's Head Block has oil and gas production of 1,393 barrels of oil equivalent per day / boepd, while Salawati Basing Block has 4,993 boepd production.

In addition, the current manager of the Block J Block South Block, Conocophillips, has not submitted a proposal for a new contract on the block. Pertamina, which holds a 25% stake there, also did not submit proposals for new contracts in the block.

Petrochina, which owns 30% shares, is the only one interested and filed a prolongation in Block Jambi Block B. Block South Jambi Block B has not been in production since December 2012 on the grounds that it is no longer economical.

Chevron as the manager of Makassar Strait Block requested an extension period for the submission of the proposal. Djoko said Chevron requested time until the second week of June 2018 to submit a proposal for a new Makassar Strait contract. Thus, when the first week of termination of 2020 termination block managers, Makassar Strait block will be postponed first.

"If Chevron does not apply later, another existing operators in Makassar Strait, namely Eni Italy has claimed to be ready to submit a proposal. However, we will wait for Chevron's proposal first, "he said.

The rest, termination blocks of 2020 are already in demand by existing operators, such as the Brantas Block by Lapindo and Malaca Strait by EMP Malacca Strait S.A. Finally, Brantas Block has a production of 20.22 boepd, while Malaca Strait has 4,498 boepd production.

The Ministry of Energy and Mineral Resources is accelerating the settlement of new contracts terminating oil and gas blocks until 2026. The new contract will use a gross split scheme. The completion of the new termination block contract until 2026 is targeted to be completed by December 2018. Every month, the ESDM Ministry targets a one-year termination block period to be completed.

In addition, there are four oil and gas blocks whose contract expires in 2019, namely Jambi Merang Block, Pendopo & Raja, Bula, and Seram nonBula will sign a new contract on May 31, 2018. Acceleration of the new contract termination of oil and gas blocks termination of 2026 is expected to maintain production level oil and gas Indonesia. From the dynamic data of the Ministry of Energy and Mineral Resources, the average daily production of oil and gas until May 23, 2018 amounted to 2.16 million boepd, lower than the 2017 realization of 2.17 boepd.

IN INDONESIA

Kendali Penuh di Tangan Pemerintah

Di luar perseroan kepemilikan dan pengelolaan (operatorship) wilayah kerja minyak dan gas bumi, ada satu kepentingan utama dari negara, yaitu produksi dari wilayah itu tidak turun.

Terserah siapa yang mengelola, PT Pertamina (Persero) atau operator eksis yang sebagian besar berafiliasi dengan kontraktor asing. Poin lain dalam perpanjangan blok terminasi bahwa produksi minyak Indonesia masih tetap ketika blok terminasi itu dilimpahkan kepada Pertamina misalnya. Hanya saja bagian Pertamina saja yang bertambah kalau blok terminasi itu diserahkan kepada perusahaan minyak nasional tersebut.

Artinya, ketika berbicara tentang energi, tidak berbicara tentang korporasi, tetapi negara. Seluruh kekayaan energi dimiliki oleh negara. Selanjutnya, negara yang akan memutuskan untuk memperpanjang blok tersebut kepada operator eksis atau kepada Pertamina. Tentu dengan berbagai pertimbangan, seperti penurunan produksi ketika terjadi alih kelola dari operator lama ke kontraktor baru.

Jadi ketika berbicara tentang blok migas terminasi, tidak ada tambahan produksi minyak nasional. Hanya ada perubahan operator dan model kontrak bagi hasil. Bahkan, ketika terjadi alih kelola blok terminasi cenderung akan terjadi penurunan produksi. Apalagi Pertamina hanyalah sebuah operator yang menjadi alat negara dalam mengelola sumber energi. Seluruh keputusan ada di tangan negara yang mewakilkan kepada pemerintah misalnya Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). 

Kementerian ESDM mencatat proses kontrak baru untuk enam blok migas pada 2020 sudah dalam tahap valuasi. Mayoritas operator eksis masih berminat untuk melanjutkan pengelolaan di enam blok tersebut. Enam blok migas yang akan terminasi pada 2020 antara lain Blok South Jambi Blok B, Brantas, Kepala Burung, Makassar Strait, Malaka Strait, dan Onshore Salawati Basin. Kementerian ESDM bakal merampungkan keputusan menteri keenam blok migas itu pada pekan pertama Juni 2018. 

PT Pertamina Hulu Energi mengajukan proposal pada dua blok migas, yakni Kepala Burung dan Onshore Salawati Basin. Nantinya, kedua blok migas itu akan disatukan menjadi satu wilayah kerja. Direktur Utama Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi mengakui, perseroan mengajukan proposal kontrak baru pada Blok Kepala Burung dan Salawati dengan skema dijadikan satu.

“Soalnya akan lebih ekonomis pengelolaan dengan dijadikan satu," ujarnya.

DI GABUNG

Senada dengan Gunung Sardjono, Dirjen Migas Kementerian ESDM Djoko Siswanto juga menyebutkan, ada kemungkinan besar Blok Salawati dan Kepala Burung digabung.

“Soalnya dua wilayah kerja itu berdekatan, tetapi kami akan mengkaji lebih dalam lagi. Apakah lebih baik digabung atau tetap sendiri-sendiri,” ujarnya.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, Blok Kepala Burung memiliki produksi migas sebesar 1.393 barel setara minyak per hari (barrel of oil equivalent per day/boepd), sedangkan Blok Salawati Basing memiliki produksi 4.993 boepd.

Selain itu, pengelola Blok South Jambi Blok B saat ini, Conocophillips, tidak mengajukan proposal kontrak baru di blok tersebut. Pertamina yang memegang saham 25% di sana pun juga tidak mengajukan proposal kontrak baru di blok tersebut. 

Petrochina yang memiliki saham 30% menjadi satu-satunya yang berminat dan mengajukan pelpanjangan di Blok Jambi Blok B. Blok South Jambi Blok B pun sudah tidak berproduksi sejak Desember 2012 dengan alasan sudah tidak ekonomis lagi.

Chevron selaku pengelola Blok Makassar Strait meminta waktu perpanjangan untuk pengajuan proposal. Djoko mengatakan, Chevron minta waktu sampai pekan kedua Juni 2018 untuk pengajuan proposal kontrak baru Makassar Strait. Jadi, ketika pekan pertama penetapan pengelola blok terminasi 2020, blok Makassar Strait akan ditunda terlebih dulu.

“Kalau pun nantinya Chevron tidak mengajukan, operator eksis lainnya di Makassar Strait, yakni Eni Italy sudah mengaku siap untuk mengajukan proposal. Namun, kami akan menunggu proposal dari Chevron terlebih dulu,” ujarnya.

Sisanya, blok terminasi 2020 sudah diminati langsung oleh operator eksis, seperti Blok Brantas oleh Lapindo dan Malaca Strait oleh EMP Malacca Strait S.A. Terakhir, Blok Brantas memiliki produksi sebesar 20,22 boepd, sedangkan Malaca Strait memiliki produksi 4.498 boepd.

Kementerian ESDM memang sedang mempercepat penyelesaian kontrak baru blok migas terminasi sampai 2026. Kontrak baru itu nantinya akan menggunakan skema bagi hasil kotor (gross split). Penyelesaian kontrak baru blok terminasi sampai 2026 ditargetkan bisa selesai pada Desember 2018. Setiap bulan, Kementerian ESDM menargetkan satu tahun periode blok terminasi bisa dituntaskan.

Selain itu, ada empat blok migas yang kontraknya berakhir pada 2019, yaitu Blok Jambi Merang, Pendopo & Raja, Bula, dan Seram nonBula akan tanda tangan kontrak baru pada 31 Mei 2018. Percepatan penyelesaian kontrak baru blok migas terminasi 2026 diharapkan bisa menjaga tingkat produksi migas Indonesia. Dari data dinamis Kementerian ESDM, rata-rata produksi harian migas sampai 23 Mei 2018 sebesar 2,16 juta boepd, lebih rendah ketimbang realisasi 2017 sebesar 2,17 boepd.

Bisnis Indonesia,  Page-30, Wednesday, May 30, 2018

Pertamina Block Performance Supporting Block

Oil and gas production of PT Pertamina in the first quarter of 2018 reached 923,000 barrels of oil equivalent per day / boepd, up 35% compared to the same period last year of 684,000 boepd.

Based on data from Pertamina, the company's crude oil production during the first quarter of 2018 was 386,000 barrels per day (bpd), up 14% compared to the same period last year of 337 bpd. Pertamina's natural gas production during the first quarter of 2018 was 3.115 million cubic feet per day (mmscfd), up 55% over the same period last year of 2,007 MMSCFD.

the Mahakam block.

However, the achievement of crude oil production during the quarter I / 2018 is only 96% of the target. In fact, there are additional production from the Mahakam Block, Attaka, and field abroad. However, most of the existing field owned by the company actually decreased production naturally. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam acknowledged that the increase in oil and gas production can not be separated from the Mahakam block.

Pertamina manages the Mahakam Block starting January 1, 2018. In addition, eight oil and gas termination blocks handed over to Pertamina from early this year also contributed to the increase in oil and gas production. However, according to him, Pertamina's existing assets are declining naturally since the oil and gas fields are old.

"Therefore, inevitably we have to find or get new assets uutuk continue to increase oil and gas production," he said.

Syamsu explained the upstream business has a high enough Volatility and uncertainty. He cited the price of crude oil continues to fluctuate. Policies in the upstream oil and gas sector have also changed, such as cost sharing schemes to gross split.

Pertamina Corporate Communication Vice President Adiatma Sardjito added that the upstream oil and gas performance was realized due to the company's efforts to increase production.

 "Achievement until the first quarter was the hard work of all elements of Pertamina," he said.

On the other hand, Pertamina also recorded an increase in contribution to oil and gas production nationally. Previously, the BUMN has a contribution of about 20% and now has gone up to about 40%. The increase was boosted by several government assignments in several blocks such as Offshore North West Java (ONWJ), Mahakam Block, and eight terminated oil and gas working areas in 2018, and two termination blocks in 2019.

Nicke Widyawati

Acting President Director Nicke Widyawati said that the company intends to push the oil and gas production level to continue growing.

"We expect production in some new oil and gas blocks given the government can double in 1-2 years to 3 years into the future. Like, in Jambi Merang Block, we have prepared US $ 200 million to conduct exploration, "said Nicke.

If you see the realization of 10 oil and gas blocks in 2017, Pertamina will get additional production for oil of 72.759 bpd and gas production of 386 MMscfd. Adiatma said, the process of managing block block termination, especially termination 2018, has started smoothly.

"The transition of operations and human resources operate smoothly," he said.

At eight 2018 oil and gas blocks terminated, Pertamina obtained Tuban Block, Ogan Komering, North Sumatra Offshore, Sanga-sanga, Attaka, East Kalimantan, Southeast Sumatra and Central. Then, on 2019 terminating oil and gas blocks, Pertamina gets Jambi Merang, and Pendopo Raja.

Adiatma said Pertamina has several priority programs in the upstream sector in 2018. One of them is maintaining the Mahakam Block production. The Company is developing Tunu Shallow Phase 4 Field, Handil Phase 5, and Tambosa Phase 5.

"In addition to Mahakam, we are also working to increase the production of Banyu Urip Field. We will press the decline rate by drilling 108 wells, well service and field reactivation program, "he said.

Meanwhile, in the geothermal sector, Pertamina recorded a 1% increase in production to 959 GW compared to the same period last year which amounted to 949 Gwh. Adiatma further said that Pertamina's installed geothermal capacity in the first three months of this year is still the same with the same period in 2017.

 "Currently Lumut Balai Unit 1 geothermal project is in the EPC phase and is scheduled to be onstream in the fourth quarter of 2018," he said.

IN INDONESIA

Blok Terminasi Dukung Kinerja Pertamina  

Produksi minyak dan gas bumi PT Pertamina pada kuartal I/2018 mencapai 923.000 barel setara minyak per hari (barrel Oil  equivalent per day/boepd), naik 35% dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu 684.000 boepd.

Berdasarkan data Pertamina, produksi minyak mentah perseroan selama kuartal I/2018 sebanyak 386.000 barel per hari (bph) naik 14% dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu sebesar 337 bph. Realisasi produksi gas bumi Pertamina selama kuartal I/2018 sebanyak3.115 juta kaki kubik per hari (mmscfd)naik 55% dibandingkan periode yang sama tahun lalu 2.007 MMSCFD. 

Namun, pencapaian produksi minyak mentah selama kuartal I/2018 tersebut hanya 96% dari target. Padahal, ada tambahan produksi dari Blok Mahakam, Attaka, dan lapangan di luar negeri. Namun, sebagian besar lapangan eksis milik perseroan justru mengalami penurunan produksi secara alamiah. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengakui kenaikan produksi migas tersebut tidak lepas dari Blok Mahakam. 

Pertamina mengelola Blok Mahakam mulai 1 Januari 2018. Selain itu delapan blok migas terminasi yang diserahkan kepada Pertamina mulai awal tahun ini juga ikut berkontribusi terhadap kenaikan produksi migas perseroan. Namun, menurutnya, aset existing Pertamina dipastikan mengalami penurunan produksi secara alamiah karena lapangan migas sudah berusia tua.

“Oleh karena itu, mau tidak mau kita harus mencari atau mendapatkan aset baru uutuk terus meningkatkan produksi migas,” ujarnya.

Syamsu menjelaskan bisnis hulu memiliki Volatlitas dan ketidakpastian cukup tinggi,. Dia mencontohkan harga minyak mentah terus berfluktuasi. Kebijakan di sektor hulu migas juga berubah, seperti skema bagi hasil cost recovery menjadi gross split.

Vice President Corporate Communication Pertamina Adiatma Sardjito menambahkan kinerja hulu migas itu terealisasi karena upaya perseroan dalam meningkatkan produksi.

 “Pencapaian sampai kuartal pertama itu kerja keras dari seluruh elemen Pertamina," ujarnya.

Di sisi lain, Pertamina pun mencatatkan kenaikan dalam kontribusi kepada produksi migas secara nasional. Sebelumnya, BUMN tersebut memiliki kontribusi sekitar 20% dan sekarang sudah naik menjadi sekitar 40%. Kenaikan itu didorong oleh beberapa penugasan oleh pemerintah di beberapa blok seperti, Offshore North West Jawa (ONWJ), Blok Mahakam, dan delapan Wilayah kerja migas terminasi 2018, dan dua blok terminasi 2019. 

Pelaksana tugas Direktur Utama Nicke widyawati sempat menuturkan, perseroan memang berniat untuk mendorong tingkat produksi migas bisa terus tumbuh.

“Kami harapkan produksi di beberapa blok migas yang baru diberikan pemerintah bisa naik double dalam 1-2 tahun sampai 3 tahun ke depan. Seperti, di Blok Jambi Merang, kami sudah siapkan US$200 juta untuk melakukan eksplorasi," kata Nicke.

Jika melihat realisasi produksi 10 blok migas pada 2017, Pertamina akan mendapatkan tambahan produksi untuk minyak sebesar 72.759 bph dan produksi gas sebesar 386 MMscfd. Adiatma menuturkan, proses alih kelola blok terminasi, terutama terminasi 2018, sudah dimulai dengan lancar.

“Peralihan operasi dan Sumber daya manusianya beroperasi lancar,” ujarnya.

Pada delapan blok migas terminasi 2018, Pertamina mendapatkan Blok Tuban, Ogan Komering, North Sumatra Offshore, Sanga-sanga, Attaka, East Kalimantan, Southeast Sumatra, dan Tengah. Lalu, pada blok migas terminasi 2019, Pertamina mendapatkan Jambi Merang, dan Pendopo Raja.

Adiatma mengatakan Pertamina memiliki beberapa program prioritas sektor hulu pada 2018. Salah satunya, mempertahankan produksi Blok Mahakam. Perseroan sedang mengembangkan Lapangan Tunu Shallow Phase 4, Handil Phase 5, dan Tambosa Phase 5.

“Selain Mahakam, kami juga berupaya untuk menaikkan produksi Lapangan Banyu Urip. Kami akan menekan decline rate dengan mengebor 108 sumur, well service, dan program reaktivasi lapangan,” ujarnya.

Sementara itu, pada sektor panas bumi, Pertamina mencatatkan kenaikan produksi sebesar 1% menjadi 959 Gwh dibandingkan periode sama pada tahun lalu yang sebesar 949 Gwh. Lebih jauh Adiatma mengatakan kapasitas terpasang panas bumi Pertamina pada tiga bulan pertama tahun ini masih sama dengan periode sama pada 2017.

 “Saat ini proyek geothermal Lumut Balai Unit 1 dalam tahap EPC dan dijadwalkan onstream pada kuartal IV/2018." ujarnya.

Bisnis Indonesia,  Page-3, Wednesday, May 30, 2018

Petronas strives to exceed production targets

Petronas (Petroliam Nasional Berhad) is seeking to exceed the 15,000 barrels per day (bpd) target set by the government through SKK Migas at Ketapang Field Working Area (WK) in 2018. Through the development of a field approved by SKK Migas, Petronas hopes can maintain production levels in the range of 16,000 bpd.

"For development in Bukit Tua Field, the main objective is to keep production at a range of 16,000 bpd. The target is above the government's target of 15,000 bpd, "said Senior Manager of Corporate Affairs & Administration PC Muriah, Andiono Setiawan.

WorkingArea Petronas

Andiono explained that Petronas optimism maintains production from Bukit Tua WK Ketapang field based on performance since May 2015 when it first succeeded in delivering petroleum in accordance with the current target date.

"Since the beginning of production in 2015, the production is fairly good which is about 18 thousand barrels per day. Above the target set by the government at that time is 16 thousand barrels per day. Because there is a natural decline, now the government's target of 15,000 bpd, Petronas hopes to reach about 16,000 bpd, "he said.

Andiono confirmed that the development of the field to maintain the natural oil production is also likely to increase gas production from Bukit Tua field. Described, the current gas production ranges from 30 mmscfd which flowed to the Java Java (PJB) through the East Java Petrogas (PJU). With the development of the field is expected to increase gas production by about 15 mmscfd.

"Petronas is committed to supporting electricity supply by PJB. The reliability of electricity is very important for economic growth in East Java Region can be maintained even improved, "he explained.

The spirit of Petronas to exploit in the field of Bukit Tua located on the North Coast of Madura Island proves the commitment of Petronas oil and gas company from Malaysia to invest in upstream oil and gas sector in Indonesia WK Ketapang is officially signed as a Production Sharing Contract (PSC) with the Government of Indonesia , in June 1998. Since working on WK Ketapang, after taking over ConocoPhillips shares, on December 1, 2000 to July 25, 2008, Petronas operations showed very positive performance.

By cooperating with Trunojoyo University as a Cooperation Contract Contractor (KKKS), Petronas not only invests in upstream oil and gas, but also conducts community social investment activities through Social Responsibility programs that have been initiated since 2013.

"Petronas cooperates with local educational institutions such as Trunojoyo Madura University (UTM) in conducting social studies which become the place of operation of Petronas in Gresik and Sampang," said the alumnus of ITS Surabaya.

Armed with the results of studies accompanied by coordination and communication with relevant Local Governments, Petronas continues to implement sustainable programs covering 3 areas of education, community empowerment and environment and public health.

IN INDONESIA

Petronas Berupaya Lampaui Target Produksi

Petronas (Petroliam Nasional Berhad) berupaya bisa melampaui target produksi 15.000 barel per hari (bph) yang ditetapkan pemerintah melalui SKK Migas di Lapangan Bukit Tua Wilayah Kerja (WK) Ketapang pada tahun 2018. Melalui pengembangan lapangan yang telah mendapat persetujuan SKK Migas, Petronas berharap bisa memelihara tingkat produksi pada kisaran 16.000 bph.

“Untuk pengembangan di Lapangan Bukit Tua, tujuannya utamanya adalah menjaga produksi pada kisaran 16.000 bph. Target itu di atas target pemerintah yakni 15.000 bph," kata Senior Manager Corporate Affairs &Administration PC Muriah, Andiono Setiawan.

Andiono menjelaskan, optimisme Petronas mempertahankan produksi dari lapangan Bukit Tua WK Ketapang didasarkan kinerja sejak Mei 2015 saat pertama kali berhasil mengalirkan minyak bumi sesuai dengan target waktu saat itu.

“Sejak awal produksi di tahun 2015, produksi yang dihasilkan terbilang bagus yakni sekitar 18 ribu barel per hari. Di atas target yang ditetapkan pemerintah saat itu yaitu 16 ribu barel per hari. Karena ada penurunan alamiah, kini target pemerintah 15.000 bph, Petronas berharap bisa mencapai sekitar 16.000 bph,” katanya.

Andiono membenarkan, pengembangan lapangan untuk mempertahankan produksi minyak yang secara alamiah mengalami penurunan juga berpeluang menambah produksi gas dari Lapangan Bukit Tua. Dijelaskan, saat ini produksi gas berkisar 30 mmscfd yang dialirkan ke Pembangkitan Jawa Bali (PJB) melalui Petrogas Jatim Utama (PJU). Dengan pengembangan lapangan tersebut diharapkan ada kenaikan produksi gas sekitar 15 mmscfd.

“Petronas berkomitmen mendukung penyediaan listrik oleh PJB. Keandalan listrik sangat penting agar pertumbuhan ekonomi di Wilayah Jawa Timur bisa dijaga bahkan ditingkatkan,” jelasnya.

Semangat Petronas melakukan eksploitasi di lapangan Bukit Tua yang berada di Pantai Utara Pulau Madura menjadi bukti komitmen Petronas perusahaan migas berasal dari Malaysia tersebut berinvestasi di sektor hulu migas di Indonesia WK Ketapang resmi ditandatangani sebagai kontrak kerjasama/PSC (Production Sharing Contract) dengan Pemerintah Republik Indonesia, pada Juni 1998. Sejak mengerjakan WK Ketapang, setelah mengambilalih saham ConocoPhillips, pada 1 Desember 2000 hingga 25 Juli 2008, kegiatan operasi Petronas menunjukkan kinerja yang sangat positif.

Dengan menggandeng Universitas Trunojoyo Sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), Petronas tidak hanya berinvestasi di bidang hulu minyak dan gas bumi, tetapi juga melaksanakan kegiatan investasi sosial masyarakat melalui program-program Tanggung Jawab Sosial yang sudah dirintis sejak tahun 2013.

“Petronas menggandeng institusi pendidikan lokal yakni Universitas Trunojoyo Madura (UTM) dalam melakukan studi sosial yang menjadi tempat beroperasinya Petronas yakni di Gresik dan Sampang,” jelas alumnus ITS Surabaya ini.

Berbekal hasil studi yang dibarengi dengan koordinasi dan komunikasi dengan Pemerintah Daerah terkait, Petronas terus melaksanakan program yang berkelanjutan yang melingkupi 3 bidang yakni bidang pendidikan, bidang pemberdayaan masyarakat dan bidang lingkungan dan kesehatan masyarakat. 

Memorandum,  Page-4, Monday, May 28, 2018

Apply Clustering strategy

PT Pertamina Hulu Energi (PHE), a subsidiary of PT Pertamina in the upstream sector, recorded gas production of 777 million cubic feet per day (mmscfd) during January-March 2018. The performance rose 2 percent compared to the same period of 2017 of only 765 mmscfd. Later, oil production in the first three months of 2018 was 63,037 barrels per day (bopd), not much different when compared to the same period of 2017 of 62,623 bopd.

Director of PHE R. Gunung Sardjono Hadi said PHE actually set a gas production target until March of 767.8 mmscfd. For oil, PHE is targeting production to March 2018 of 65,243 bopd.

"Production in March 2018 was 96.6 percent of the target," Mount said.

According to him, it will accelerate the monetization of PHE reserves by implementing a backup source clustering strategy. The strategy can be used in working areas that have less gas reserves, but can be monetized soon. PHE no longer thinks just waiting for gas buyers. But also innovate to create market. Because, although PHE has large reserves will be useless if there is no gas absorber.

IN INDONESIA

Terapkan trategi Klasterisasi

PT Pertamina Hulu Energi (PHE), anak usaha PT Pertamina di sektor hulu, mencatat produksi gas 777 juta kaki kubik per hari (mmscfd) sepanjang Januari-Maret 2018. Kinerja tersebut naik 2 persen jika dibandingkan dengan periode yang sama 2017 yang hanya sebesar 765 mmscfd. Kemudian, produksi minyak pada tiga bulan pertama 2018 ini tercatat 63.037 barel per hari (bopd), tidak jauh beda bila dibanding periode yang sama 2017 sebesar 62.623 bopd.

Direktur Utama PHE R. Gunung Sardjono Hadi mengatakan, PHE sebenarnya mematok target produksi gas sampai Maret 767,8 mmscfd. Untuk minyak, PHE menargetkan produksi sampai Maret 2018 sebesar 65.243 bopd. 

"Produksi Maret 2018 tercatat 96,6 persen dari target," kata Gunung.

Menurut dia, pihaknya akan mempercepat monetisasi cadangan PHE dengan menerapkan strategi klasterisasi sumber cadangan. Strategi tersebut bisa digunakan di wilayah kerja yang memiliki cadangan gas tidak terlalu besar, tapi bisa segera dimonetisasi. PHE tidak lagi berpikir hanya menunggu pembeli gas. Tapi juga berinovasi menciptakan pasar. Sebab, meski PHE memiliki cadangan besar akan percuma jika tidak ada penyerap gas. 

Jawa Pos,  Page-5, Monday, May 28, 2018

Pertamina EP Still Supported by Natural Gas

The average oil and gas production of PT Pertamina Exploration and Production (Pertamina EP) per May 15, 2018 reached 256,619 barrels of oil equivalent per day / boepd slightly above the target of 253,2020 boepd this year. Pertamina EP President Director Nanang Abdul Manaf said the company's overall oil and gas output exceeded the target. However, the subsidiary of PT Pertamina (Persero) is recorded oil production is still below target. The realization of oil and gas production that exceeds the target is more supported by natural gas.

"We still have not reached the target for oil production, the total production booster could exceed the target because the gas production achievement is more than 4% of the target," he said.

The company is still trying to drill several new wells this year to increase production levels or stay awake. Pertamina EP oil production until May 15, 2018 was recorded at 76,309 barrels per day (bpd). That number is still below the 2018 target of 79,275 bph. Pertamina EP's gas production per May 15, 2018 is 1,027 million standard cubic feet per share (MMscfd) above this year's target of 986.82 MMscfd.

Pertamina EP continues to maintain oil and gas production by continuing to drill several new wells. Nanang explained, the company has quite aggressive plans for the drilling of new wells. In West Java, for example, Pertamina EP will drill Bambu Besar, Akasia Bagus, and Jati Asri wells.

"We will also drill Tapen wells in Cepu Block. From there the majority of the contents are oil, but still there is little gas as well, "he explained.

Nanang said, it did a test to drill one of the wells in West Java, namely Akasia Maju. The new well is expected to be an exploration finding that can be developed and has large reserves.

"Then we are also drilling two exploitation wells in Aceh with a depth of 3,400 meters."

Pertamina EP's exploration results have not been able to find significant reserves. Nanang revealed that three wells drilled by the company tend to produce only small and non-commercial gas volumes such as in Kalimantan, Prabumulih, and Pondok Mas, West Java.

Until May 2018, Pertamina EP has issued a capital expenditure worth US $ 122 million. In detail, the funds are used for drilling worth US $ 83 million and the construction, renewal, and down engine drilling facility worth US $ 39 million. Pertamina's total capital expenditures in 2018 amount to US $ 330 million. For operational expenditure, Pertamina EP has poured US $ 359 million until May 2018 from total budgeted funds worth US $ 51.64 billion.

Pertamina EP's oil and gas production target this year is 253,202 boepd slightly above last year's realization of 253,000 boepd. The production target for this year consists of 83,000 bpd of crude oil and 986.11 MMscfd of natural gas. Nanang added that Pertamina EP is targeting revenue of US $ 2.73 billion this year. Net income is targeted at US $ 547 million.

IN INDONESIA

Pertamina EP Masih Ditopang Gas Bumi

Rerata produksi minyak dan gas bumi PT Pertamina Eksplorasi dan Produksi (Pertamina EP) per 15 Mei 2018 mencapai 256.619 barel setara minyak per hari (barrel of oil equivalent per day/boepd) sedikit di atas target hingga akhir tahun ini 253.2020 boepd. Presiden Direktur Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan, produksi migas perseroan secara keseluruhan melampaui target. Namun, anak usaha PT Pertamina (Persero) ini mencatat produksi minyak yang masih di bawah target. Realisasi produksi migas yang melampaui target itu Iebih banyak didukung oleh gas bumi.

“Kami memang masih belum mencapai target untuk produksi minyak, pendorong produksi total bisa melebihi target karena pencapaian produksi gas Iebih 4% dari target,” ujarnya.

Perseroan masih berupaya untuk mengebor beberapa sumur baru pada tahun ini agar tingkat produksi naik atau tetap terjaga. Produksi minyak Pertamina EP sampai 15 Mei 2018 tercatat sebesar 76.309 barel per hari (bph). Angka itu masih di bawah target 2018 sebesar 79.275 bph. Produksi gas Pertamina EP per 15 Mei 2018 sebanyak 1.027 juta standar kaki kubik per had (MMscfd) di atas target tahun ini 986,82 MMscfd.

Pertamina EP terus berupaya menjaga produksi migas dengan terus melakukan pengeboran beberapa sumur baru. Nanang memaparkan, perseroan memiliki rencana cukup agresif untuk pengeboran sumur baru. Di Jawa Barat misalnya, Pertamina EP akan mengebor sumur Bambu Besar, Akasia Bagus, dan Jati Asri. 

“Kami juga akan kembali mengebor sumur Tapen di Blok Cepu. Dari sana mayoritas isinya adalah minyak, tetapi tetap ada sedikit gas juga,” paparnya.

Nanang menuturkan, pihaknya melakukan tes untuk melakukan pengeboran salah satu sumur di Jawa Barat, yakni Akasia Maju. Sumur baru itu diharapkan agar menjadi temuan eksplorasi yang bisa dikembangkan dan memiliki cadangan besar. 

“Lalu kami juga sedang mengebor dua sumur eksploitasi di Aceh yang punya kedalaman 3.400 meter.”

Hasil eksplorasi yang telah dilakukan Pertamina EP belum berhasil menemukan cadangan yang signifikan. Nanang mengungkapkan, tiga sumur yang dibor oleh perseroan cenderung hanya menghasilkan volume gas yang kecil dan non-komersial seperti di Kalimantan, Prabumulih, dan Pondok Mas, Jawa Barat.

Sampai Mei 2018, Pertamina EP sudah mengeluarkan belanja modal senilai US$ 122 juta. Secara rinci, dana itu digunakan untuk pengeboran senilai US$ 83 juta dan pembangunan, pembaruan, dan turun mesin fasilitas pengeboran senilai US$ 39 juta. Total belanja modal Pertamina pada 2018 sebesar US$ 330 juta. Untuk belanja operasional, Pertamina EP telah menggelontorkan US$ 359 juta hingga Mei 2018 dari total dana yang dianggarkan senilai US$ 51.64 miliar.

Target produksi migas Pertamina EP pada tahun ini 253.202 boepd sedikit berada di atas realisasi tahun lalu 253.000 boepd. Target produksi pada tahun ini terdiri dari minyak mentah 83.000 bph dan gas bumi 986,11 MMscfd. Nanang menambahkan, Pertamina EP menargetkan pendapatan pada tahun ini sebesar US$2,73 miliar. Laba bersih ditargetkan sebesar US$ 547 juta.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, May 28, 2018

First Quarter PHE Gas Production Up Two Percent

PT Pertamina Hulu Energi, a subsidiary of PT Pertamina (Persero) in the upstream sector, has recorded 777 million cubic feet of gas per day (MMSCFD) during January-March 2018. Up 2% over the same period of 2017 of 765 MMSCFD.

"In 2018, PHE set a production target for March of 767.8 MMSCFD, realization of 1.2% higher," said Director of PHE, R. Gunung Sardjono Hadi.

Mount added for oil production PHE in the first three months of 2018 recorded 63.037 barrels oil per day (BOPD), not much different from the same period of 2017 of 62,623 BOPD.

"PHE in 2018 targeted oil production in March at 65,243 BOPD, so production in March 2018 was 96.6% of the target," he explained.

PHE will accelerate the monetization of PHE reserves by implementing a backup source clustering strategy. This strategy can be used in working areas that have less gas reserves, but can be monetized soon.

With PHE clustering no longer thinking just waiting for gas buyers, but innovating how to create a market even though having large reserves would be useless if there were no gas absorber.

"So it does not depend on the market, but it creates the market. That is what we are now pursuing as to the concept of clarified gas monetization gas. So we also have to think how to get into the midstream, "explained Mount.

He cited the development of gas in Senoro, Senoro gas will never be monetized if the facility is not built and regasification Donggi-Senoro Liquid Natural Gas (DSLNG) in cooperation with several companies. To that end PHE will also be more open in cooperation with other companies.

"Like Senoro if there is no DSLNG it will not be developed, that's one example for other development. We are trying to find and create new markets, so we do not sit sweetly waiting to come buyers, "he said.

Meanwhile, according to Director of Operations and Production of PHE, Ekariza, PHE gas production realization is highly dependent on market absorption. If the absorption of large markets, then PHE can increase gas production.

"Gas production in the first quarter is higher because there is an increase in absorption, the largest production contribution comes from Tomori," Ekariza said.

In addition to Tomori, the contribution of PHE gas production comes from Offshore North West Java (ONWJ) block, Jambi Merang and West Madura Offshore (WMO).

IN INDONESIA

Produksi Gas PHE Kuartal I Naik Dua Persen

PT Pertamina Hulu Energi, anak usaha PT Pertamina (Persero) di sektor hulu telah mencatat produksi gas 777 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) sepanjang Januari-Maret 2018. Naik 2% dibanding periode yang sama 2017 sebesar 765 MMSCFD.

“Pada 2018, PHE menetapkan target produksi bulan Maret sebesar 767,8 MMSCFD, realisasinya 1,2% Iebih tinggi,” kata Direktur Utama PHE, R. Gunung

Sardjono Hadi.

Gunung menambahkan untuk produksi minyak PHE pada tiga bulan pertama 2018 tercatat 63,037 barrel oil per day (BOPD), tidak jauh berbeda dibanding periode yang sama 2017 sebesar 62,623 BOPD. 

“PHE pada 2018 menargetkan produksi minyak bulan Maret sebesar 65,243 BOPD, sehingga produksi Maret 2018 tercatat 96,6% dari target,” terangnya.

Untuk itu PHE akan mempercepat monetisasi cadangan PHE dengan menerapkan strategi klasterisasi sumber cadangan. Strategi ini bisa digunakan di wilayah kerja yang memiliki cadangan gas tidak terlalu besar, namun bisa segera dimonetisasi.

Dengan klasterisasi PHE tidak lagi berpikir hanya menunggu pembeli gas, namun berinovasi bagaimana menciptakan pasar meskipun memiliki cadangan besar akan percuma jika tidak ada penyerap gas. 

“Jadi tidak tergantung pasar, tapi menciptakan pasar. Itu yang sekarang kami kejar adapun konsep monetisasi gas dibikin klaster. Jadi kami juga harus berpikir bagaimana bisa masuk ke midstream,” jelas Gunung.

Ia mencontohkan pengembangan gas di Senoro, gas Senoro tidak akan pernah dimonetisasi andai kata tidak terbangun fasilitas kilang serta regasifikasi Donggi-Senoro Liquid Natural Gas (DSLNG) yang bekerja sama dengan beberapa perusahaan. Untuk itu PHE juga akan Iebih membuka diri dalam menjalin kerja sama dengan perusahaan lain.

“Seperti Senoro kalau tidak ada DSLNG itu tidak akan dikembangkan, itu salah satu contoh untuk pengembangan Iain. Kami mencoba mencari dan menciptakan pasar baru, jadi kami tidak duduk manis menunggu datang pembeli,” ujarnya.

Sementara itu, menurut Direktur Operasi dan Produksi PHE, Ekariza, realisasi produksi gas PHE sangat tergantung dari penyerapan di pasar. Jika penyerapan pasar besar, maka PHE bisa meningkatkan produksi gasnya.

”Produksi gas kuartal I Iebih tinggi karena ada peningkatan penyerapan, kontribusi produksi terbesar berasal dari Tomori,” kata Ekariza.

Selain Tomori, kontribusi produksi gas PHE berasal dari blok Offshore North West Java (ONWJ), Jambi Merang dan West Madura Offshore (WMO)

Bhirawa, Page-5, Monday, May 28, 2018

Petronas Booster Bukit Ketapang Oil Production

Petroliam Nasional Berhad (Petronas) will increase oil production in Ketapang Working Field (Old Hill Field Working Area) this year to exceed the production target of 15,000 barrels per day.

Agus Purnomo in SKK Migas

"The target is set by the Indonesian government through SKK Migas," said Senior Manager of Corporate Affairs & Administration PC Muriah, Andiono Setiawan, in Surabaya.

Working Area Petronas Bukit Tua Field

Andiono is optimistic, with the development of Petronas production which is one of the Malaysian companies that can maintain production from the Bukit Tua WK Ketapang field. It was based on performance since May 2015 when it first flowed petroleum in accordance with the target.

"Since the beginning of production in 2015, the production is very good, about 18,000 barrels per day or above the target set by the Government at that time as much as 16,000 barrels per day. Since there is a natural decline, the government is now targeting 15,000 bpd. Nevertheless, I wish I could reach about 16,000 bpd, "he said.

He said that the development is likely to increase gas production from Bukit Tua Field because currently, gas production is around 30 mmscfd which is channeled into Java Java (PJB) through Petrogas Jatim Utama (PJU). With this development, it is expected to increase gas production by about 15 mmscfd or become 45 mmscfd.

"Our party continues to commit to supporting the supply of electricity by PJB. The reliability of electricity is very important so that economic growth in East Java Region can be maintained even improved, "he said.

Blogger Agus Purnomo in SKK Migas

Since working on WK Ketapang, Petronas operations have shown very positive performance, even seven structures or wells have been drilled in that location. The result has then flowed through a 110 km seabed pipeline from an offshore receiving platform (ORF) located in Maspion Industrial Area (KIM), Manyar District, Gresik-East Java with a total storage capacity 70 million standard cubic feet per day (mmscfd).

IN INDONESIA

Petronas Tingkatkan Produksi Minyak Bukit Ketapang  

Petroliam Nasional Berhad (Petronas) akan meningkatkan produksi minyak di Lapangan Bukit Tua Wilayah Kerja (WK) Ketapang pada tahun ini untuk bisa melampui target produksi 15.000 barel per hari.

“Target tersebut ditetapkan pemerintah Indonesia melalui SKK Migas,” kata Senior Manager Corporate Affairs & Administration PC Muriah, Andiono Setiawan, di Surabaya.

Andiono merasa optimitis, dengan pengembangan produksi Petronas yang merupakan salah satu perusahaan berasal dari Malaysia itu bisa mempertahankan produksi dari lapangan Bukit Tua WK Ketapang. Hal itu didasarkan kinerja sejak Mei 2015 saat pertama kali mengalirkan minyak bumi sesuai dengan target.

“Sejak awal produksi di tahun 2015, produksi yang dihasilkan sangat bagus, sekitar 18.000 barel per hari atau di atas target yang ditetapkan oleh Pemerintah saat itu sebanyak 16.000 barel per hari. Karena ada penurunan alamiah, kini target pemerintah 15.000 bph. Kendati demikian, saya berharap bisa

mencapai sekitar 16.000 bph,” katanya. 

Ia mengatakan bahwa pengembangan berpeluang menambah produksi gas dari Lapangan Bukit Tua sebab saat ini produksi gas berkisar 30 mmscfd yang dialirkan ke Pembangkitan Jawa Bali (PJB) melalui Petrogas Jatim Utama (PJU). Dengan pengembangan ini, diharapkan ada kenaikan produksi gas sekitar 15 mmscfd atau menjadi 45 mmscfd.

“Pihak kami terus berkomitmen mendukung penyediaan listrik oleh PJB. Keandalan listrik sangat penting agar pertumbuhan ekonomi di Wilayah Jawa Timur bisa dijaga bahkan ditingkatkan,” katanya. 

Sejak mengerjakan WK Ketapang, kegiatan operasi Petronas menunjukkan kinerja yang sangat positif, bahkan ada tujuh struktur atau sumur yang telah dibor di lokasi itu. Hasilnya, kemudian dialirkan melalui pipa dasar laut sepanjang 110 km dari anjungan lepas pantai (platform) ke fasilitas penerimaan darat atau onshore receiving facilities (ORF) yang berada di Kawasan Industri Maspion (KIM), Kecamatan Manyar, Gresik-Jawa Timur dengan total kapasitas penampungan 70 million standard cubic feet per day (mmscfd).

Investor Daily, Page-9, Saturday, May 26, 2018